“现行煤炭产能储备制度主要聚焦应急状态下的‘向上弹性生产’，在煤炭供应充裕时，如何引导煤矿‘向下弹性减产’，仍缺乏有效机制。”今年全国两会期间，全国政协委员、中国矿业大学（北京）原副校长姜耀东表示。

当前，新能源装机容量快速增长，煤电利用小时数持续下降。

姜耀东在前期调研中发现，当前煤矿减产面临三重困境：一是减产即亏损。以内蒙古鄂尔多斯某千万吨级煤矿为例，停产一个月直接损失约2亿元收入，同时仍需支出3000万元基本运转固定成本。二是调节成本无补偿。若将年产1000万吨的煤矿保持“热备用”状态，每年需投入约8000万元，现行制度未建立成本回收渠道。三是区域协同不足。

“关键是让减产的煤矿有保障。”姜耀东认为，煤炭产能“向上顶得上”与“向下稳得住”同等重要，亟需通过机制创新，推动产能调节由行政主导转向市场调节。

为此，姜耀东提出：一是建立产能权交易制度。借鉴碳排放权交易模式，将产能指标转化为可交易的“产能权”，按1万吨/年产能对应1个产能权单位进行核算。允许煤矿在煤炭供应充裕时，出售闲置产能权，或向新能源企业出售“调峰辅助服务权”。初期在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林等煤炭交易市场成熟地区开展试点，逐步建立全国统一的产能权交易市场。

二是创设成本金融化机制。设立调节保险基金，对执行弹性生产指令的煤矿给予不低于固定成本70%的容量补偿；发行专项债券，允许煤矿在产能收缩期融资、产能释放期偿还；鼓励金融机构开展产能调节预期收益质押贷款业务。

三是构建区域轮换机制。按照开采成本将煤矿分为“常态生产级（低于200元/吨）”“弹性调节级（200元/吨至300元/吨）”“战略储备级（高于300元/吨）”三类，建立省际补偿机制，形成“低成本常态生产、中成本弹性调节、高成本战略储备”的轮换格局。

四是完善煤电与新能源协同机制。建立容量互换制度，新能源企业在煤炭供应紧张时可购买煤炭产能权以保障发电出力，煤炭企业在新能源大发时段可购买新能源发电权以履行消纳责任；对提供调峰服务的煤矿，给予新能源开发指标奖励。

五是开展综合试点。选择国家能源集团、山西焦煤集团等骨干企业，以及内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆哈密等矿区先行先试，同步建立安全管控、环境治理、物流储备、信息披露等配套制度，力争在“十五五”期间基本建成煤炭产能市场化调节制度框架。